Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1.Геолого- физическая характеристика Туймазинского месторождения
1.1.Общие сведения о районе работ……………………………...……….7 1.2.Литолого-стратиграфическая характеристика разреза………..………8
1.3.Общая характеристика продуктивных горизонтов…………..……..9
2.Подготовка буровой к забуриванию………………………..………..10
3.Бурение скважины………………………………………………………14
4.Спуско-подъёмные операции…………………………………….……15
5.Осложнения и аварии в процессе бурения
5.1.Осложнения,вызывающие нарушение целостности стенок скважины……………………………………………………………………17
5.2.Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора….22
6.Аварии в бурении,их предупреждение и ликвидация
6.1.Виды аварий,их причины и методы предупреждения…………….25
6.2.Ликвидация прихватов………………………………………………30
6.3.Ловильный инструмент и работа с ним………………………….…32
6.4.Ликвидация аварий………………………………………………..…34
6.5.Организация работ при аварии……………………………………...39
7.Выбор бурового раствора по интервалам глубин бурения
7.1.Анализ используемых в УБР растворов………………….………..40
7.2.Обоснования рецептур буровых растворов………………………..41
8.Крепление скважины………………………………………………….43
9.Каротаж,оборудование и заканчивание скважины…………….…45
10.Вскрытие продуктивного пласта…………………………………...46
11.Освоение скважины после окончания бурения………………..…47
Список литературы………………………………………………….….…48
Предприятие в котором я прохожу практику является обществом с ограниченной ответственностью «Башнефть- Бурение «ТУБР». Предприятие ООО «Башнефть- Бурение «ТЭГБ».» расположено в Туймазинском районе республики Башкортостан с. Кандры.
Знания и умения,полученные мной в течении 3 лет обучения в УГНТУ мне пришлось применить в рядах буровой бригады на Туймазинском месторождении.
Буровая бригада – это непосредственно группа рабочих участвующих в процессе бурения скважины. Работа буровой бригады напрямую зависит от точных сведений полученных из вышеперечисленных служб и от квалификации рабочих бригады.
Буровой мастер является руководителем буровой бригады и специалистом в области бурения нефтяных и газовых скважин.
Буровой мастер подчиняется начальнику цеха бурения, назначение и увольнение бурового мастера осуществляется директором по согласованию начальника цеха бурения.
Должностные обязанности
Буровой мастер:
1. Осуществляет руководство работами по проверке скважин. Организует и контролирует своевременное поступление на буровую инструмента и материалов в соответствии с требованиями технологии бурения. Обеспечивает соблюдение бригадой требований геолого-технического наряда, режимно-технологической карты и плана-графика буровых работ.
Обеспечивает выполнение буровой бригадой плановых заданий, полную загрузку и эффективное использование оборудования, экономное расходование материалов, снижение себестоимости бурения.
2. Контролирует правильность эксплуатации бурового инструмента. Выполняет на рабочем месте наиболее сложные и ответственные работы по бурению скважин, по предотвращению и ликвидации осложнений и аварий.
Обеспечивает внедрение передовой технологии проводки скважин и оптимальных режимов бурения, механизации и автоматизации трудоемких процессов, передовых приемов и методов труда, аттестации и рационализации рабочих мест и других элементов научной организации труда.
3. Своевременно подготавливает производство, обеспечивает расстановку рабочих. Контролирует соблюдение технологических процессов, оперативно выявляет и устраняет причины их нарушения. Осуществляет мероприятия по предупреждению брака и повышению качества работ.
Принимает участие в приемке законченных работ. Осуществляет формирование бригад. Обеспечивает равномерную работу рабочих бригады. Осуществляет мероприятия по рациональному обслуживанию бригады.
4. Координирует деятельность обслуживающих бригад. Внедряет хозяйственный бригадный расчет. Устанавливает и своевременно доводит производственные задания рабочим, звеньям (бригадам) в соответствии с утвержденными планами и графиками производства. Ведет установленную документации о работе оборудования и бурового инструмента. составляет заявки на материалы, инструмент и оборудование для бригады. Ведет учет материальных ценностей, принимает меры по обеспечению их сохранности, своевременному и правильному списанию.
5. Проводит мероприятия по охране окружающей среды, технической эксплуатации оборудования и инструмента, а также контроль за их соблюдением. Содействует развитию совмещения профессии, расширению зон обслуживания и применения других прогрессивных форм организации труда. Вносит предложения о пересмотре норматива численности и расценок, а также о присвоении рабочим разрядов в соответствии с тарифно-квалификационным справочником работ и профессии рабочих.
6. Принимает участие в тарификации работ. Анализирует результаты производственной деятельности, контролирует расходование фонда заработной платы, установленного бригаде. Обеспечивает правильность, и своевременность оформления документов по учету рабочего времени,
заработной платы, простоев. Содействует распространению передового опыта, починов, развитию творческих инициатив, внедрению рационализаторских предложений и изобретений.
7. Обеспечивает правильное и эффективное применение систем заработной платы и премирования. Принимает участие в осуществлении работ по выявлению резервов производства, в разработке мероприятий по созданию благоприятных условий труда, повышению культуры производства, рациональному использованию рабочего времени. Контролирует соблюдение рабочими производственной и трудовой дисциплины, правил внутреннего трудового распорядка.
8. Способствует созданию в коллективе обстановки взаимной помощи и взыскательности, развитию у рабочих чувства высокой ответственности за выполнение производственных планов. Премирует в установленном порядке (за счет средств премиального фонда мастера) передовиков производства, а также представляет предложения о поощрении отличившихся рабочих бригады или привлечении к дисциплинарной ответственности за нарушение производственной и трудовой дисциплины. Организует работу по повышению квалификации и профессионального мастерства рабочих, обучению их вторым и смежным профессиям, развитию наставничества. Проводит воспитательную работу в коллективе.
9. Обеспечивает правильную организацию и безопасное ведение работ, эксплуатацию оборудования, механизмов, инструмента, КИП и средств защиты и содержание рабочих мест в надлежащем состоянии. Если на каком-то рабочем месте выявлены нарушения, которые невозможно оперативно устранить силами смены, вахты, бригады, то он об этом сообщает руководству цеха.
Обеспечивает рациональное размещение материалов, запасных частей, деталей, инструментов, приспособлений на рабочих местах, их хранение, не допускает загромождения, захламленности проходов и проездов.
Руководит работами с опасными условиями труда по заранее разработанным планам, проектам организации труда или по нарядам-допускам.
10. Обеспечивает соблюдение рабочими трудовой и производственной дисциплины, правил и инструкции по безопасному ведению работ, технологических режимов и регламентов, обеспечивает применение безопасных приемов труда.
Не допускает работы на неисправном оборудовании и применение неисправных инструментов, приспособлений и др. Принимает меры по прекращению работ в случае угрозы здоровью и жизни работающих. Не допускает к работе лиц в нетрезвом состоянии.
11. Рассматривает не реже двух раз в месяц на рабочих собраниях состояние условий труда на рабочих местах.
Анализирует результаты проверок рабочих мест, осмотра оборудования и механизмов, разбивает выявленные нарушения и недостатки, доводит до сведения рабочих содержание приказов и распоряжений, обязательства и причины несчастных случаев. Собирает и сообщает замечания и предложения рабочих, общественных инспекторов по охране труда и передает их руководству цеха. Обеспечивает выполнение в установленные сроки запланированных мероприятий по обеспечению безопасных условий труда, а также предложений рабочих и общественных инспекторов по охране труда, устраняет выявленные нарушения и недостатки.
12. Информирует в установленные сроки руководство цеха о состоянии условий труда на объектах, проделанной работе по улучшению условий труда, выполнении приказов и распоряжений. Проводит в установленные сроки инструктажи рабочих по безопасным методам работы с соответствующим оформлением в специальном журнале. При выдаче рабочим задания на выполненные работы с опасными условиями труда (работа по наряду-допуску) проводит с ними специальный инструктаж с соответствующими записями в журнале допуска.
13. Участвует в разработке и пересмотре инструкции по безопасному ведению работ, вносит руководству цеха предложения об изменении и дополнении инструкций. Осуществляет постоянный контроль за стажировкой новых рабочих. По окончании стажировки при собеседовании проверяет усвоение рабочими безопасных приемов работы и знания инструкций. При необходимости разъясняет рабочим требования правил и инструкции с показом правильных приемов работы. Составляет графики проверки знаний рабочих и участвует в проверке знаний.
1. Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения
1.1 Общие сведения о районе работ
Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 километрах от
городаУфы.
Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос город Октябрьский с населением 113 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме города Октябрьского, являются город Туймазы, районный посёлок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык – Уфа – Альметьевск. Схематическая обзорная карта Туймазинского месторождения представлена на рисунке 1.
В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик – левый приток реки Камы. Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к Туймазинской и Александровской складкам, образующим с Бавлинским поднятием Туймазинский вал северо-восточного простирания. Туймазинский вал осложняет юго-восточную часть южной вершины Татарского свода.
Структура Туймазинского месторождения по подошве репера “верхний известняк” представляет обширную (36x20 километров) брахиантиклинальную структуру с чётко выраженной асимметрией (с крутым юго-восточным крылом и пологим юго-западным) и двумя сводами: на юго-западе Александровским и в центре собственно Туймазинским. Вершины сводов расположены вблизи крупного юго-восточного крыла, вдоль которого по девонским горизонтам прослеживается неглубокий прогиб. Осевая линия структуры изогнута и выпуклостью обращена в юго-восточном направлении. Далее к югу и югу-востоку от осевой линии отмечается обширная структурная терраса шириной четыре – шесть километров. Ещё далее к юго-востоку пологое залегание слоёв сменяется новым резким их понижением под углом один – четыре градуса. Амплитуда погружения юго-восточного крыла Туймазинской структуры достигает 100 м. Северо-западный склон структуры характеризуется значительно меньшим числом локальных куполов, несколько сложнее построен лишь Апсалямовский участок и северная часть Александровской площади.
На Туймазинском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фундамента. Девонские отложения залегают на размытой поверхности отложений верхнебавлинской серии, а местами непосредственно на породах фундамента. Девонские отложения представлены следующими горизонтами: кальцеоловым, бийским, воробьёвским, старооскольским, муллинским, пашийским, кочновским, доманиковским и другими.
1.3 Общая характеристика продуктивных горизонтов
Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт D4, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт D3, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади. Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта D2, которые на Туймазинской площади содержат крупные залежи нефти. Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта D1 пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской и Александровской площадях.
Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса, в основном в отложениях верхнефаменского подъяруса. Промышленная нефть имеется в верхней части пористых известняков турнейского яруса. К песчаникам бобриковского горизонта на Туймазинской и Александровской площадях приурочены залежи нефти, которые являются самостоятельными объектами разработки. Песчаники этого горизонта имеют линзовидное распространение. Признаки нефти обнаружены в верхней части турнейских тонкопористых и кавернозных известняков.
Из выше изложенного видно, что Туймазинское месторождение является многопластовым. В настоящее время эксплуатируются пласты D1, D2, D3, D4, песчаники бобриковского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и турнейского яруса.
2. Подготовка буровой к забуриванию.
Бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется буровой бригадой в обязанности, которой входит:
Подготовительно – заключительные работы, профилактический ремонт бурового оборудования. Работы по испытанию продуктивных горизонтов в процессе бурения и после перфорационных работ.
Заключительные работы после окончания сооружения скважины.
Всем процессом сооружения скважины руководит буровой мастер, назначаемый из числа техников или инженеров имеющих большой опыт по бурению скважины. Подготовительные работы, проводимые до начала бурения скважины включает следующие операции:
-монтаж и опробование приспособлений малой механизации – отсоединение.
-проверка КИП – контрольно – измерительных приборов.
-центрирование вышки, проверка горизонтальности ротора.
-оснастка талевой системы.
-обкатка дизелей и проверка бурового оборудования.
-приготовление бурового раствора.
-бурение шурфа и установка шурфовой трубы.
-бурение и спуск направления.
Перед сдачей буровой в эксплуатацию проверяют правильность монтажа оборудования и опробывают его без нагрузки. В начале проверяют отдельные агрегаты, а затем всю установку. Для этого запускают двигатели силовых агрегатов и компрессоров, включают муфты и опробывают на холостом ходу работу трансмиссии, редукторов, лебёдки, насосов, ротора.
Во время обкатки дизелей проверяются отдача и расход топлива давление и температура в топливной системе герметичность всей обвязки и показания приборов. После опробования всех механизмов и оборудования буровой установки подвешивают кермачный канат с кермаком. Подвешивают машинные ключи, соединяют буровой шланг со стояком и вертлюгом; собирают квадрат. Делают оснастку талевой системы, для этого предварительно делают малую оснастку из каната диаметром 9мм и перетягивают талевый канат диаметрами от 25 до 38мм. После того как перетянули талевый канат один его конец крепится к подъёмному валу буровой лебёдки, а второй конец к приспособлению для крепления мёртвого конца. Далее собирают подъёмный крюк. Проверяют отцентрированность вышки, горизонтальность ротора.
До начала работ буровая установка укомплектовывается долотами, обсадными трубами для направления и кондуктора, бурильными трубами, приспособлениями малой механизации, контрольно – измерительными приборами для бурения, шурфом под ведущую трубу, необходимым запасом воды, глины и химических реагентов. На буровой необходимо иметь помещение для отдыха и приёмов пищи (вахтовый посёлок), сушилку для спецодежды, противопожарный инвентарь, набор ручного и вспомогательного инструмента, аптечку с медикаментами, промсанитарный инвентарь, а также инструкции и плакаты по технике безопасности, промсанитария и противопожарным мероприятиям. Запас горюче – смазочных материалов должен храниться в закрытых ёмкостях и иметь чёткую надпись о наименовании хранящихся в них материалов. Сооружение скважины начинают с установки шахтового направления – для укрепления устья скважины от размыва промывочной жидкостью. При устойчивых породах шахтовое направление устанавливают в процессе работ по сооружению вышки. Для этой цели роют шахту глубиной 7 м, в которой устанавливают направление из труб. После установки направления шахту засыпают битым камнем и заливают цементным раствором. В тех случаях, когда с поверхности залегают неустойчивые породы, бурят под направление при помощи ротора до глубины 30м. После этого в пробуренную скважину спускают направление из труб, центрируют его и заливают пространство между стенками скважины и направлением цементом. Верхний конец направления должен доходить до желоба, по которому промывочная жидкость, вытекающая из скважины, направляется в циркуляционную систему.
После того как вышка отцентрирована, и ротор установлен на место, приступают к бурению под шурф для ведущей трубы. Шурф необходим для опускания ведущей трубы во время наращивания бурильных труб и в периоды, когда не производится бурение. Бурят под шурф турбобуром или ротором. Для забуривания под шурф турбобуром над устьем скважины предварительно собирают долото, турбобур и ведущую трубу. Шурф пробуривают глубиной 17м, затем в шурф опускают две свинченные обсадные трубы (двухтрубку) диаметром 219мм, верхний конец двухтрубки снабжен козырьком для облегчения завода в шурф конца ведущей трубы.
Приемка буровой оформляется актом, подтверждающим пригодность и правильность монтажа оборудования. Кроме этого оформляется акты на испытание нагнетательных линий и пневмосистемы, ограничители подъема талевого блока под кронблок, об испытании заземляющих устройств, об испытаниях блока перегруза талевой системы. Комиссия проверяет состояние подъездных путей и территорий, состояние приемных мостов и стеллажей, полов буровой, исправность оборудования и механизма, исправность маршевых лестниц на вышке, исправность контрольно-измерительных приборов, наличие ограждения на движущихся и вращающихся частей механизмов и оборудований. Все неполадки и недостатки, выявленные при приемке буровой должны быть, устранены до спуска буровой.
При продолжительности бурения скважины более 2 месяцев ежемесячно должны проводиться технические беседы, на которых подводятся итоги работы и рассматриваются особенности технологии бурения на следующий период.
Бурение скважины может быть начато при наличии следующих документов:
а) геолого-технического наряда (ГТН)
б) режимно-технологической карты, а при бурении скважин глубиной 3000м и более, кроме того, проекта технологии бурения;
в) акта о вводе в эксплуатацию установки с разрешением на начало бурения органов Госгортехнадзора
г) наряда на производство буровых работ.
Монтаж и опробование приспособлений малой механизации подсоединение бурового шланга, подвеска машинных ключей, проверка приборов, центрирование вышки, проверка горизонтальности ротора, оснастка талевой системы, бурение под шурф и спуск направления.
Перед сдачей буровой в эксплуатацию проверяют правильность монтажа оборудования и опробуют его без нагрузки. В начале проверяют отдельные агрегаты, а потом всю установку, для этого запускают двигатели силовых агрегатов и компрессоров, затем включают муфты и опробывают на холостом ходу работу трансмиссии, редукторов, лебёдки насосов, и ротора. Во время обкатки дизелей регулируется подача и расход топлива, давление и температура в масляной системе герметичность всей обвязки.
После опробования оборудования и механизмов на буровую подвешивают кермачный канат с крюком. Затем подвешивают машинные ключи. Затем соединяют буровой шланг со стояком. С другой стороны крепится горловина вертлюга. Затем кермаком затаскивают на буровую талевый блок и приступают к оснастке. После оснастки талевой системы собирают подъёмный крюк. Дальше проверяют отцентрированность буровой вышки. Отцентрированность вышки проверяется натягиванием верёвки через центр скважины. На подъёмном крюке устанавливается отвес, который должен совпасть с центром ротора и центра пересечения натянутых верёвок. Смонтированную буровую сдают в эксплуатацию после приёма комиссии назначенную руководством ООО «Башнефть-Бурение «ТЭГБ».
Проверяют: состояние территории и подъездных путей; состояние приемных мостков, стеллажей, полов буровой; исправность машин и оборудований; КИП; ограждения движущихся и вращающихся частей оборудования; акты на испытание нагнетательных линий и пневмосистемы, ограничителя подъёма талевого блока и заземляющих устройств. Также проверяют перечень необходимых документов до начала бурения.
3. Бурение скважины
После того как установлено, что существует потенциальная нефтеносная структура, единственный способ подтверждения наличия нефти – бурение скважины.
Нефтяная скважина начиналась с бурения ствола с диаметром 426мм и глубиной 30м.
КНБК, требуемое для бурения скважины большого диаметра на незначительную глубину обычно состоит из УБТ и одного стабилизатора. Для более глубоких скважин требуется более жесткая КНБК с тремя стабилизаторами для бурения вертикального ствола или для поддержания существующего наклона скважины
Типичная КНБК состоит из долота, наддолотного стабилизатора, двух УБТ, стабилизатора и трех УБТ, стабилизатора, УБТ, толстостенных бурильных труб и бурильной колонны до устья скважины.
Скважина которая была пробурена в период преддипломной практики была начата с бурения направления диаметром 426 мм и до глубины 30 м с использованием компоновки, долото Ø295,3 мм +калибратор Ø393,7мм + электробур Э240-8 +центратор Ø376,9 мм + УБТ – Ø178 мм + ТБТ1-6-ост. Способ бурения роторный.
Вторая колонна обсадных труб (с наружным D324мм) называется кондуктором и спускается до глубины 180 м, чтобы обеспечить канал для бурового раствора и предотвратить размыв верхних пластов. На бурение под кондуктор использовалась компоновка - долото Ø295,3 мм + калибратор Ø393,7мм + электробур Э240-8 + центратор Ø376,9 мм + УБТ – 178 мм + ТБТ1-6-ост. Способ бурения электробуром.
Третью колонну обсадных труб (с наружным D245 мм) называется технической колонной она спускается до глубины 364м для перекрытия водопроявляющих горизонтов в интервале 250-320 м. На бурение под промежуточную колонну использовалась компоновка долото Ø295,3 мм + К Ø 295,3 мм + Э-240 -8 + телесистема . Способ бурения электробуром.
Последней бурят эксплуатационную колонну диаметром 146 мм на глубину 1800 м. Высота подъема цемента до устья. Способ бурения - электробуром. Под эксплуатационную колонну бурят компоновкой долото Ø215,9 мм + Э190-8В5Р + УБТ – Ø178 мм. При бурении скважины нагрузка на долото соответствовала весу инструмента. При бурении эксплуатационной колонны нагрузка на долото соответствовала 16-22МПа.
4.Спускоподъемные операции
Спускоподъемные операции включают процесс спуска бурильной колонны в скважину и подъёма её из скважины. Бурильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуществляют после замены долота или при расширении ствола и промывки её буровым раствором. Процесс начинается с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соединения бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.
Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки поднимают над полом вышки. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которая защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.
Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из двух труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 24м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он освобождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи направляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого рабочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвечнику (площадке на полу вышки), который расположен под полатями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опускают и закрепляют на оставшиеся бурильной колонне, клинья для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.
Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буровой вышке.
При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т.е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. КНБК, включающую долото и УБТ, спускают в скважину в первую очередь.
Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвижения на новую буровую.
5. Осложнения и аварии в процессе бурения
Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.
Наиболее распространенные виды осложнений - осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.
5.1 Осложнения вызывающие нарушение целостности стенок скважин.
Обвалы, (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) - резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернооб-разование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны; иногда - выделение газа. Интенсивное кавернооб-разование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению механики скорости прохода.
Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:
1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;
2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;
3) выполнение следующих рекомендаций:
а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;
б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;
в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;
г) подавать бурильную колонну на забой плавно;
д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;
е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;
ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.
Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.
Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:
1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а также степени и давления набухания;
2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;
3) после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;
4) выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).
Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры пород. Характерные признаки ползучести - затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.
Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:
1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;
2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;
3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;
4) подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);
5) при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.
Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба-проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 раза.
Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:
1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;
2) стремление к максимальной проходке на долото;
3) использование предохранительных резиновых колец;
4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);
5) при бурении наклонно-направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,35-1,40;
6) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;
7) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.
Желоба ликвидируют проработками ствола скважины в интервале их расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов является взрыв шнуровых торпед (ТДШ).
Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород-интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях-потеря ствола скважины.
Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными породами, независимо от скорости восходящего потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения бурового раствора солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения - бурение с применением безводных буровых растворов. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.
Использование многократной кавернометрии для оценки устойчивости горных пород. Многократная кавернометрия для оценки устойчивости горных пород широко применяется в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффективность применяемых методов для предотвращения осложнений, разрабатывать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с нарушением целостности стенок скважин.
5.2 Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора
Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.
Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.
Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы.
1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).
2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.
Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.
Методы предупреждения и ликвидации поглощений. В существующих методах предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные направления: предупреждение осложнения снижением гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины; изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами; бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.
Различают три категории интенсивности поглощений: малой интенсивности (до 10-15 м3/ч), средней интенсивности (до 40-60 м3/ч) и высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).
Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство с целью:
а) предотвращения разбавления тампонирующих смесей;
б) возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;
в) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;
г) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом последовательных опрессовок ствола скважины;
д) определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.
Кроме того, если вскрыто несколько поглощающих пластов на различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно заливать цементный раствор снизу вверх без затраты времени на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы: многократного и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси и затем разбуриваются вместе с цементным мостом.
По принципу действия пакеры многократного действия делятся на гидравлико-механические, гидравлические и механические.
Весьма распространенными являются пакеры гидравлико-механического действия. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение осуществляется при помощи четырех манжет, укрепленных на одном полом дюралюминиевом стволе. Манжеты расположены так, что две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины при возникновении перепада давления в любом направлении.
В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода бурового раствора разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации интенсивных поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердения цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление.
Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были разработаны перекрывающие устройства. Перекрывающее устройство представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.
Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике.
6. Аварии в бурении, их предупреждение и ликвидидация
6.1 Виды аварий, их причины и методы предупреждения
Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.
Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.
В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.
1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.
2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.
3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.
4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.
5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.
6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.
7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.
8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.
9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.
Для предупреждения прихватов необходимо:
1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;
2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;
3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;
4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;
5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;
6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;
7) при вынужденных остановках необходимо:
а) через каждые 3 - 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;
б) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;
в) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;
8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10 - 15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 - 3 %-ного водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.
Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях. Основные признаки поломки долота во время бурения-прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их работы.
Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:
1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки;
2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;
3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.
Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.
Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.
Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, - на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.
Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одна из основных причин этих аварий - совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.
К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад.
Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.
Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:
1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;
2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;
3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;
4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;
5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;
6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.
Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.
Плашка и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты, гайки и другие детали - таков неполный перечень мелких предметов, падающих на забой скважины. Падение их происходит во время спуско-подъемных операций и объясняется использованием неисправного инструмента.
Иногда после подъема бурильной колонны начинают производить работы над открытым устьем скважины, и это приводит к тому, что на забой скважины падают долота, кувалды и другие предметы. Надо всегда помнить, что над открытой скважиной категорически запрещается проводить какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.
6.2 Ликвидация прихватов
В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн.
Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются расхаживанием (многократно чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием ротором бурильной колонны. Усилие, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственный вес колонны и .лимитируется прочностью труб и талевой системы. Поэтому перед расхаживанием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).
Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин.
Место прихвата определяют при помощи прихватоопределителя. Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов, размагничивающихся при деформации предварительно намагниченных участков. В зону предполагаемого места прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб. Производится первый контрольный замер в месте прихвата. Далее в зоне прихвата устанавливаются контрольные магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на 10 м. При этом на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15 - 20 см.
Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние на кривой магнитной индукции выделяются четкими аномалиями. На диаграмме меньшими аномалиями отбиваются также замки и муфты.
После этого прихваченную колонну труб расхаживают непродолжительное время, при этом металл неприхваченных труб испытывает деформацию, в результате которой магнитные метки пропадают. В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не деформируется.
Третьим контрольным замером определяют участок, где магнитные метки не исчезли, т. е. определяется интервал прихвата.
6.3 Ловильный инструмент и работа с ним
Под ловильнымй работами понимают совокупность операций, необходимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов до возобновления в нем бурения.
Ловильный инструмент. Для ловильных работ используют специальные (ловильные) инструменты самых различных типов и назначений. Остановимся на основных из них.
Метчики предназначены для ловли оставшейся в скважине колонны бурильных труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы, в замке или муфте. Правые метчики применяют для извлечения колонны целиком, а левые (на левых бурильных трубах) - для извлечения колонны по частям.
Ловильный метчик имеет форму усеченного конуса для врезания в детали замка бурильных труб при ловильных работах. На верхнем конце метчика нарезана резьба замка бурильных труб, а на нижнем конце - специальная ловильная резьба (правая или левая).
Колокола служат для ловли бурильных или обсадных труб, когда слом произошел в теле трубы, а также при срыве резьбовых соединений трубы, за исключением случаев, когда срыв резьбы возник со стороны ниппеля замка.
Если слом неровный с наличием лент или имеется трещина вдоль трубы, не перекрываемая колоколом, то для ловли необходимо применять «сквозной» (открытый) колокол с соответствующим патрубком или трубой. Для извлечения долота, оставшегося в скважине вследствие отвинчивания или срыва резьбы, применяют колокол-калибр.
Правые колокола используют при ловле правыми бурильными трубами всей оставшейся колонны, а левые - при ловле левыми бурильными трубами для отвинчивания части оставленной колонны.
Колокола изготовляют из кованых заготовок, в верхней части которых для присоединения к бурильным трубам нарезают резьбу. В нижней части колокола нарезают внутреннюю ловильную резьбу специального профиля для захвата бурильных труб при ловильных работах.
Когда конец оставшейся в скважине бурильной трубы в результате слома оказался неровным и имеются продольные трещины, то применяют «сквозной» (открытый) шлипс с соответствующим патрубком или трубой для ловли за первую от сломанного конца муфты или за целую часть трубы. Шлипс позволяет промывать скважину через захваченную бурильную колонну. Если не удается поднять оставшуюся часть колонны, шлипс можно освободить.
Овершот служит для извлечения бурильной колонны с захватом под замок. Его применяют в основном там, где ловитель нельзя использовать, а колоколом и метчиком не удается соединиться с оставшейся на забое частью бурильной колонны и где длина колонны не превышает 400 м и она не прихвачена.
Овершот представляет собой корпус из толстостенной, обычно башмачной трубы, внутри которого приклепаны четыре стальные пружины. Верхние концы пружин отогнуты согласно размеру бурильных труб, для ловли которых предназначен овершот.
Наружную труборезку применяют в тех случаях, когда освободить прихваченную бурильную колонну при помощи нефтяных, водяных, кислотных ванн или торпедированием не удается и оставшиеся в скважине трубы не искривлены.
Удочку («ерш») используют для извлечения оставленного в скважине стального каната и каротажного кабеля. Удочку изготовляют наваркой крючков на стержень или на метчик в шахматном порядке или же из обсадной трубы, на теле которой делаются вырезы, загибающиеся внутрь. Запрещается спуск в скважину удочки («ерша») без специального хомута, ограничивающего пропуск этого инструмента в зону нахождения оставленного каната или кабеля.
Отводные крючки предназначены для центрирования оставшегося в скважине конца бурильных труб.
Диаметр (внешний) зева крючка обычно на 52 - 50 мм меньше диаметра скважины. На внутренней поверхности зева крючка перед спуском в скважину делают насечки, по сработанности которых судят (после подъема) о том, как работал крючок, касался он колонны или нет. Применять отводной крючок разрешается только при свободном дохождении его до «головы» слома.
Фрезер используют для частичного или полного удаления металлических выступающих частей или деталей. Работа фрезером (фрезерование) состоит в разрушении металлического объекта и превращении его в стружку. Внешняя форма фрезера зависит от его назначения:
а) фронтального действия: плоский; конический; и цилиндрический;
б) внешнего воздействия: в форме усеченного конуса, конической, цилиндрической и цилиндрическо-конической.
в) внутреннего воздействия: цилиндрическо-коническая форма и комбинированного воздействия.
6.4 Ликвидация аварий
Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами
Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают для выяснения характера слома. Затем подсчитывают количество свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии.
Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (разведки, участка) в зависимости от сложности работ.
Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Для ловли бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой, метчик или колокол. Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся колонны бурильных труб производить расхаживание и промывку скважины. Длина спускаемого в скважину инструмента для ловильных работ должна подбираться с таким расчетом, чтобы крепление ловильного инструмента осуществлялось ротором с пропущенной через стол ротора ведущей бурильной колонной.
Ловитель (шлипс) применяют как для ловли з.а замок, так и за трубу. Для извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если колонна не поднимается, ее расхаживают без вращения.
Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диаметра, оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвавшийся конец трубы, проворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на '/4 оборота по часовой стрелке. При постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается окончательно закреплять ловильный инструмент на сломе до восстановления циркуляции бурового раствора через долото. После этого пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При расхаживании необходимо помнить, что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв ловильного инструмента, обрыв бурильных труб, обрыв талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, метчик под натяжкой срывают.
Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению оставшейся колонны при помощи колокола.
При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят к центру посредством отводного крючка и лишь после этого спускают метчик или колокол.
Когда даже после восстановления циркуляции не удается расхаживанием освободить колонну, прибегают к нефтяной ванне или принимают другие меры. Если все попытки освободить инструмент безрезультатны, приступают к развинчиванию его по частям левым метчиком или колоколом на левых трубах. Иногда вместо отвинчивания по частям офрезерованную часть оставшегося инструмента вырезают при помощи наружной труборезки. При этом отрезанная часть извлекается из скважины вместе с труборезкой.
Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей долот - магнитный фрезер, который спускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя до забоя 6 - 7 м, начинают промывку, вращая ротор на малой скорости. Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое деталями и удерживает их. Затем промывка прекращается и начинается подъем бурильной колонны. Ни в коем случае не следует продолжительное время работать на оставшихся металлических деталях - это в большинстве случаев приводит к осложнению аварии. Магнитный фрезер используют также для ловли всевозможных мелких металлических предметов, упавших в скважину.
Ликвидация аварий с турбобурами
Аварии, вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются довольно быстро калибром (в качестве калибра обычно используется переводник турбобура), навинчиваемым на сорванную резьбу корпуса, либо специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку пяты, или специальным метчиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала. Большие затруднения при турбинном бурении вызывает заклинивание долота. В данном случае отбивка долота вращением колонны бурильных труб при помощи ротора исключается, так как долото и колонна бурильных труб соединяются через подшипники турбобура и вращение бурильных труб приводит к вращению только корпуса турбобура. Поэтому, прежде чем отбить долото вращением, надо расклинить вал турбобура в корпусе. Для этого необходимо забросить в трубы мелкие металлические предметы. Забрасывать эти предметы следует с прокачкой бурового раствора для того, чтобы гарантировать попадание мелких металлических предметов в турбину турбобура. При прокачивании бурового раствора и медленном вращении бурильной колонны ротором металлические предметы, попадая между верхними лопатками верхних ступеней турбины, разрушают эти лопасти, которые, в свою очередь попадают в следующие ступени и вызывают заклинивание статоров и роторов.
В случае заклинивания вала в корпусе турбобура долото отбивают так же, как и в роторном бурении, вращением колонны бурильных труб, так как при этом вращение бурильных труб будет обеспечивать и вращение долота.
Аварии при бурении одной и той же скважины могут возникнуть при замене турбобуров меньших диаметров турбобурами больших диаметров. Это объясняется тем, что в стенках скважины в местах перехода из одних пород в другие образуются уступы, определяющие проходимость данного типоразмера турбобура при вполне определенном диаметре долота.
Уход в сторону от оставшегося в скважине инструмента. Когда оставленную в скважине бурильную колонну не удается поднять или когда на извлечение ее требуется слишком много времени, следует уходить в сторону, т. е. бурить новый (второй) ствол скважины. Для этого выше места, где находится конец оставшегося инструмента, начинают бурить новый ствол.
Если в стволе скважины не имеется сильно искривленного участка, откуда удобнее всего забуриваться, над оставшейся колонной ставят цементный мост и после его затвердения начинают забуривать новый ствол роторным или турбинным способом, Торпедирование скважин. Работы по ликвидации аварий в скважинах иногда длятся долго и не дают положительных результатов. В этих случаях целесообразно торпедировать колонну, оставшуюся в скважине, а затем бурить второй ствол до проектной глубины. Торпедирование заключается в том, что в скважину на определенную глубину спускают взрывчатое вещество, которое, взрываясь, разрушает оставшуюся в скважине колонну.
Для успешного раздробления больших металлических кусков или для загона их в раздробленном состоянии в стенки скважины снаряд со взрывчатым веществом (торпеду) устанавливают в непосредственной близости к предмету, подлежащему разрушению. Для этого тщательно прорабатывают долотом место, где должен быть установлен снаряд, опускают сначала шаблон, а затем спускают снаряд со взрывчатым веществом для взрыва.
Для взрыва внутри прихваченных бурильных труб следует применять торпеду, диаметр которой должен быть на 10 мм меньше диаметра проходного отверстия бурильных труб. Торпеду нужно взрывать против муфты или замка, иначе в трубе может получиться от взрыва только продольная трещина, которая будет бесполезна, потому что не удастся поднять верхнюю часть бурильной колонны.
Аварии с обсадными трубами
Наиболее распространенный вид аварий с обсадными трубами - отвинчивание башмака колонны и протирание обсадных труб. Башмак колонны отвинчивается в том случае, когда нижняя часть колонны не закреплена, например, когда цемент закачан выше башмака или не схватился у башмака. При дальнейшем бурении, особенно роторным способом, не зацементированный башмак от трения муфт бурильных труб отвинчивается. Чтобы определить расположение отвинтившегося башмака, в скважину обычно опускают печать, выполненную из куска обсадной трубы. Нижняя часть печати имеет воронкообразную форму. В эту часть вставлена деревянная пробка, в которую забиты гвозди; гвозди оплетены проволокой и залиты гудроном или свинцом. Печать опускают до отвинченного башмака. По отпечатку судят о том, как расположен башмак в скважине. Такую аварию ликвидируют при помощи пикообразных долот, которыми стремятся поставить башмак вертикально, чтобы долото полного размера свободно проходило через него. Лучшее средство против возникновения таких аварий - упрочнение нижних труб кондуктора и технических колонн сваркой. При длительной работе бурильные трубы своими муфтами и замками иногда совершенно протирают обсадные трубы. Средством предохранения от протирания служат предохранительные кольца. Протирание обсадных труб будет значительно интенсивнее в искривленной скважине.
Когда против протертого места обсадной колонны имеется цементный стакан, в колонне в процессе бурения не происходит никаких осложнений. Если цементный стакан отсутствует, то при бурении обсадные трубы могут рваться лентами, что затрудняет проход долота. Если же, кроме того, за трубами будут обваливающиеся породы, протирание может осложниться смятием. Во всех этих случаях единственная мера ликвидации аварии- спуск и цементирование промежуточной обсадной колонны меньшего диаметра.
6.5 Организация работ при аварии
Ловильные работы и ликвидация прихватов - весьма ответственные операции, неумелое ведение которых может привести к серьезным поломкам бурового оборудования и вышки, гибели скважины и несчастным случаям с людьми. Поэтому о возникновении аварии бурильщик обязан немедленно известить бурового мастера, а в случае его отсутствия - руководителя участка или разведки, не приостанавливая проведения первоочередных мер по ликвидации аварии. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не позднее чем через 5 сут с момента ее возникновения, составляется план ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия. Все мероприятия по ликвидации аварии (прихвата) необходимо выполнять быстро и организованно; чем дольше находится инструмент в скважине, тем труднее будет его извлечь.
При ликвидации аварий в скважинах допускаются повышенные нагрузки на буровое оборудование, отдельные его узлы и бурильную колонну. Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвующим в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться Правилами техники безопасности в нефтяной промышленности и Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.
7. Выбор бурового раствора по интервалам глубин бурения
7.1 Анализ используемых в УБР растворов
Для очистки скважины от шлама, охлаждения долота и выполнения ряда других специфических функций при бурении скважин в ООО «Башнефть-Бурение « ТУБР» применяется промывка жидкостями. В качестве промывочных жидкостей используются глинистые растворы, естественные карбонатные растворы, растворы на нефтяной основе, нефтеэмульсионные растворы, техническая вода.
Кроме выполнения общих и специфических функций промывочные жидкости должны отвечать определенным требованиям:
1) не оказывать вредного воздействия на инструмент и ЗДВ (каррозия, абразивный износ, набухание резино-деталей);
2) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;
3) быть удобными для приготовления и очистки;
4)обеспечивать проведение электрометрических и других работ на скважине;
5) не вызывать осложнений при бурении – прихваты и затяжки инструмента, обвалообразование, выбросы и поглощения;
6) удовлетворять экономическим требованиям – доступность, дешевизна и малый расход сырья для приготовления растворов, возможность повторного использования дорогих растворов.
В каждом конкретном случае в зависимости от геологических условий проводки скважин выбирается тип и качество промывочной жидкости. Для бурения различных интервалов в одной и той же скважине могут применяться промывочные жидкости с различными свойствами.
7.2 Обоснование рецептур буровых растворов
1. Конструкция скважины
- направление Ф= 426 мм - 30м;
- кондуктор Ф= 324мм - 180м;
- промежуточная колонна Ф= 245мм - 364м;
-эксплуатационная колонна Ф=146мм – 1800м.
2. Обоснование регламента по буровым растворам
а) При бурении под направление (интервал 0 - 30м) и кондуктор (интервал 30 -180м) применяется глинистый раствор, приготовленный из бентонита (плотность раствора 1,07г/см3) и обработанный кальцинированной содой в массовых долях 0,3% (3 кг на 1м3 раствора) и КМЦ-700 (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,5% (5 кг на 1м раствора).
Параметры раствора: плотность 1,07±0,02г/см3; условная вязкость 35-40с; показа тель фильтрации не более 15см3 за 30 мин.
б) При бурении под промежуточную колонну (интервал 180 - 364м) применяется соленасыщенный глинистый раствор, поскольку в отложениях кунгурского яруса имеются пропластки каменной соли (интервал 245 - 255 м, 262 - 270 м и 297 - 360 м). Исход ный глинистый раствор с плотностью 1,07г/см3 готовится из бентонита и обрабатыва лся технической солью (NaCI) до насыщения.
Параметры раствора: плотность 1,20±0,02г/см; условная вязкость 28-30с; показа тель фильтрации не регламентируется.
в) Бурение под эксплуатационную колонну в интервале 364-1265 м произво дится с промывкой технической водой. Для улучшения буримости пород и проходки зон поглощений воду обрабатывают пенообразователем ПО-6 (или его аналогом-заменителем) в массовых долях 0,5% (5 кг на 1м3 воды).
г) В интервале 1265-1800 м (по стволу) бурение продолжается с промывкой полигликолевым ингибированным буровым раствором (ПИБР). Раствор готовится из бен тонита (плотность исходного раствора 1,07 г/см3). Раствор последовательно обрабаты вают кальцинированной содой в массовых долях 0,6% (6 кг на 1м раствора), полиани онной целлюлозой (ПАЦ) марки CelpoI-SL (или его аналог-заменитель) в массовых долях 0,35% (3,5 кг на 1м3 раствора). Для улучшения смазочных и противоприхватных свойств раствора вводят реагент ФК-2000 (или его аналог-заменитель) в массовых до лях 0,5% (5 кг на 1м3 раствора). С целью улучшения ингибирующих свойств раствора вводят Гликойл (или его аналог-заменитель) в массовых долях 3% (30кг на 1м3 раствора).
При необходимости снижения вязкости раствора производят его обработку ФХЛС-МН в массовых долях 0,75% (7,5кг на 1м3 раствора). В случае вспенивания рас твора вводят пеногаситель ГТЭС-1 в массовых долях 0,1% (1 кг на 1м3 раствора).
Поскольку в процессе бурения ожидаются проявление сероводорода из отложений заволжского надгоризонта и нижнефаменского подъяруса, то следует предусмотреть обработку раствора сероводород нейтрализующим реагентом ЛПЭ-32 в массовых до лях 0,5% (5 кг на 1 м3 раствора).
Параметры раствора: плотность 1,20 ± 0,02 г/см, условная вязкость 28-30с, пока затель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин, пластическая вязкость 18-20 мПа*с, динамиче ское напряжение сдвига 16-17 дПа, рН =8-9, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 8-10 и 14-16 дПа, липкость глинистой корки 3-4 градуса.
Примечание 1: При зенитном угле свыше 40 градусов бурение под эксплуатацион ную колонну производится с промывкой безглинистым эмульсионно-гелевым полисахаридным буровым раствором, приготовленным на основе минерализованной пласто вой воды с плотностью 1,16-1,17 г/см3. В ней растворяют крахмал ФИТО-РК в массо вых долях 2% (20 кг на 1 м3 раствора) и биополимер Робус в массовых долях 0,3% (3 кг на 1 м3 раствора). Для придания раствору ингибирующих, смазочных и противо прихватных свойств в него вводят хлористый калий (КС1) в массовых долях 3% (30 кг на 1 м3 раствора), хлористый магний (MgCb) в массовых долях 5% (50 кг на 1 м3 рас твора) и нефть в массовых долях 10% (100 кг на 1 м3 раствора). С целью придания фильтрату данного раствора поверхностно-активной и гидрофобизирующей способности вводят ПАВ комплексного действия ГТКД-515 в массовых долях 3% (30 кг на 1 м3 раствора). В качестве утяжеляющей и коркообразующей добавки вводят кислоторастворимый карбонатный утяжелитель в массовых долях 5% (50 кг на 1 м3 раствора),
Параметры раствора: плотность 1,20 ± 0,02 г/см3, условная вязкость 27-29с, пока затель фильтрации 4-5 см за 30 мин, пластическая вязкость 30-32 мПа*с, динамиче ское напряжение сдвига 22-24 дПа, рН =7-8, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 18-20 и 26-27 дПа, липкость глинистой корки 3-4 градуса.
Примечание 2: Если в процессе бурения в отложениях фаменского яруса будет встречена зона интенсивного поглощения (интервал 1900-2000м по вертикали), то не обходимо произвести изоляционные работы с целью ликвидации зоны поглощения, чтобы продолжить бурение с промывкой буровым раствором с плотностью 1,20 + 0,02 г/см3.
8. Крепление скважины
Обсадные трубы спускают и цементируют после бурения каждого последующего интервала скважины.
Направление Ø426 мм спускают и цементируют до устья. Обычно здесь не устанавливают устьевого оборудования (например, превенторов).
Выкидную линию насосов соединяют непосредственно с этой колонной, (исключение составляют работы по добыче нефти на шельфе или на площади, где встречается неглубоко залегающий газ).
Бурение ствола под кондуктор Ø 324мм проводится через направление. После бурения соответствующего интервала спускают и цементируют кондуктор. Кондуктор устанавливают так, чтобы верхняя обсадная труба находилась на уровне пола шахты.
Обсадную колонну оборудуют противовыбросовыми превенторами, которая необходима для обеспечения безопасного бурения следующего интервала, а также колонной головкой.
Цементирование обсадной колонной облегчается использованием установочного (допускного) патрубка, к которому подсоединяют цементировочное оборудование.
Затем допускной патрубок убирают и к верхнему соединению обсадной колонны крепят колонную головку. В некоторых случаях установочный патрубок нельзя использовать вследствие трудностей размещения, и цементировочное оборудование подсоединяют непосредственно к обсадной колонне. В таком случае последнюю трубу обсадной колонны отрезают, это место подготовляют для сварки, а корпус колонной головки приваривают к обсадной колонне.
Превентор можно соединять с верхней частью корпуса колонной головки для обеспечения безопасности бурения расположенного ниже интервала ствола скважины. Корпус колонной головки используют также для подвешивания следующей колонны обсадных труб.
Последний интервал скважины бурят, как правило, кондуктор, а эксплуатационную диаметром 146мм спускают и цементируют, как и предыдущие. Все обсадные колонны цементируются до устья. Эксплуатационную колонну подвешивают внутри промежуточной катушки подвесного устройства. Эксплуатационную колонну обрезают и обрабатывают таким же способом, а затем навинчивают последнюю катушку, называемую катушкой головки НКТ.
Эта катушка обеспечивает уплотнение верхней части эксплуатационной колонны и включает посадочное седло для подвесного устройства НКТ, которое удерживает эксплуатационную колонну. Нефть и газ обычно поступают через насосно-компрессорные трубы, а не через обсадные, которые укрепляют специальным эксплуатационным пакером, устанавливаемым непосредственно над продуктивной зоной.
9.Каротаж, оборудование и заканчивание скважины.
1. В масштабе 1:500 по всему стволу – электрокаротаж (КС, ПС), радиоактивный каротаж (ГК, НГК), акустический каротаж, каверномер, инклинометр с точками замера через 50 м.
Каротаж масштаба 1 : 500 производится при забоях:
2. В масштабе 1:200 в интервалах детальных исследований проводятся электрокаротаж (КС И ПС), каверномер, микрозонды, БКЗ шестью зондами, резистивиметр, радиоактивный каротаж (ГК, НГК), акустический каротаж, боковой каротаж, микробоковой и индивидуальный каротажи.
Согласно требований основных условий производства промыслово-геофизических исследований; глинистый раствор при каротаже должен иметь равномерное по стволу скважины удельное сопротивление не менее 0,3 Ом. Определение высоты подъема цемента и качества схватывания цементного камня за кондуктором и эксплуатационной колонной рекомендуется проводить двумя методами радиоактивным (ГГК) и акустическим (АК) цементомерами.
В процессе испытания объектов за колонной или в открытом стволе исследования сводятся к установлению по каждому объекту следующих данных:
1) Качество пластового флюида (нефть, газ, вода или % содержание каждого компонента)
2) дебита в тоннах или м3/сут
3) Начального пластового давления
4) температуры
5) химического анализа проб нефти, газа, воды, отобранных при установившихся режимах.
По нефтяным объектам дебиты дополнительно определяются при пробной откачке на трех установившихся режимах изменения давления на забой и отбираются глубинные пробы нефти с сохранением пластовых условий для определения давления насыщения, газового фактора и др. параметров в пластовых условиях.
Для определения интервалов, дающих нефть в испытуемом объекте, в особенности в карбонатных и неоднородных терригенных коллекторах, рекомендуется производить исследования дебитомером.
10. Вскрытие продуктивного пласта
Вскрытие продуктивного пласта представляет собой комплекс работ, связанных с его разбуриванием, обеспечением прочности и устойчивости призабойной части скважины, а также с сообщением эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после крепления ствола. Выбор способа зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нём жидкостей и газов, числа продуктивных пропластков и коэффициентов аномальности пластовых давлений. В настоящее время применяют несколько методов вхождения в продуктивный пласт.
Открытый ствол скважины в продуктивном пласте перекрывают фильтром, подвешенным в обсадной колонне. Пространство между фильтром и колонной часто изолируют пакером.
В данной скважине применялся 2 метод свабирование.
Предварительно до кровли продуктивной залежи спускают и цементируют обсадную колонну, изолируя вышележащие породы. Потом продуктивную залежь пробуривают долотами меньшего диаметра и оставляют ствол скважины ниже башмака обсадной колонны открытым. Состав и свойства бурового раствора выбирают с учетом условий только в самой залежи, что позволяет свести к минимуму опасность загрязнения коллектора. В то же время поверхность фильтрации пластовой жидкости в скважину оказывается наибольшей.
11. Освоение скважины после окончания бурения
После завершения буровых работ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости и испытанию. Для этого на верхний конец эксплуатационной колонны устанавливают фонтанную арматуру, а на территории размещают и обвязывают с этой арматурой емкости для сбора и хранения жидкости, сепараторы, факельное устройство, мерники, аппаратуру, для измерения дебитов, давлений, температуры для отбора проб жидкости выходящий из скважины.
Для того чтобы получить приток пластовой жидкости в скважину, необходимо свабировать скважину. Для этого из пласта, сложенного крепкими и твердыми породами применяют способы плавного уменьшения давления, чтобы не допустить разрушение коллектора. Если продуктивный пласт сложен прочной породой, то применяют способ резкого создания больших депрессий. При очень резком создании большой депрессии возможно нарушение прочности и герметичности крепления, а при кратковременном увеличении давления скважины возможно поглощение жидкости в продуктивный пласт. На практике применяют следующие основные методы освоения:
- Замена тяжелой жидкости на более легкую
- Аэрация
- Продавка
- Свабирование
Последовательная замена жидкости с большой плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины по схеме: буровой раствор с большей плотностью – буровой раствор с меньшей плотностью (вода, нефть, газоконденсат). Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и закачивают в НКТ или затрубное пространство. Из скважины жидкость выходит в свободную емкость.
Аэрация жидкости производится аналогично, но в поток жидкости постепенно вводят газ или воздух увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 0,3 г/см3. Газ или воздух вводят с помощью аэратора. А на газовой или воздушной смеси устанавливают обратный клапан, предупреждающий поступление газа или воздуха в обратном направлении, т.е. компрессор.
Продавка жидкости сжатым газом производится аналогично пуску газлифтных скважин. Отличие состоит в том, что подключение к устью неподвижной компрессорной или газификационной установки. Этот метод называют газлифтным или компрессорным.
При свабировании, которое применялось на данной скважине, на канате от глубинной лебедки спускают сваб – т. е. поршень с клапаном или резиновыми манжетами в НКТ. Существует несколько методов воздействия, которые можно подразделить на четыре группы. В данной скважине использовалось обработка растворителями и ПАВ.
Список литературы
1 Вадецкий Ю.В «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»;
2 Еременко Н.А. «Геология нефти и газа» Изд-во «Недра»,1968г;
3 Паус К.Ф. «Буровые промывочные жидкости» Издательство «недра» 1967 год;
4 Технологический отдел, ООО «Башнефть-Бурение» ТЭГБ;
PAGE \* MERGEFORMAT 44